NO343615B1

NO343615B1 - Ultrasonic transducer made of composite material for imaging and caliber measurement in a wellbore

Info

Publication number: NO343615B1
Application number: NO20101244A
Authority: NO
Inventors: Roger R Steinsiek; Douglas J Patterson; Charles E Redding; Anjani R Achanta
Original assignee: Baker Hughes A Ge Co Llc
Priority date: 2008-02-27
Filing date: 2010-09-07
Publication date: 2019-04-15
Also published as: US10416330B2; GB2470159B; GB2470159A; WO2009108889A2; GB201015088D0; US20090213690A1; WO2009108889A3; NO20101244L

Description

OMRÅDE FOR DEN FORELIGGENDE OPPFINNELSE FIELD OF THE PRESENT INVENTION

[0001] Et akustisk brønnloggeverktøy er fremskaffet for avbildning av teksturen og strukturen til borehullsideveggen. Nivået til de akustiske signaler reflektert fra sideveggen er forbedret ved å benytte en kompositt transduser i et borehull med høyt fortynnende borehullfluider. [0001] An acoustic well logging tool has been provided for imaging the texture and structure of the borehole sidewall. The level of the acoustic signals reflected from the sidewall is improved by using a composite transducer in a borehole with highly diluting borehole fluids.

BAKGRUNN FOR DEN FORELIGGENDE OPPFINNELSE BACKGROUND OF THE PRESENT INVENTION

[0002] Typiske akustiske loggeverktøy kan innbefatte, ved hjelp av eksempel, en periferisk TV som omfatter en roterende ultrasonisk akustisk transduser som opererer i et frekvensområde i størrelsesorden av 100 kHz eller mer. Periferisk TV (engelsk: circumferential televiewer) er en akustisk loggeanordning med i det minste en transduser og som er i stand til å skanne borehullsveggen periferisk ved å sende ut en høyfrekvens puls som reflekteres av borehullsveggen tilbake til en transduser (i mottakstilstand). Den periferiske TV kan produsere periferiske bilder av borehullsveggen. Høyere akustiske frekvenser er foretrukket for å oppnå bedre oppløsning i det begrensede rommet av et borehull. Under drift roterer TV ́en ved en ønsket hastighet slik som 5 til 16 rotasjoner per sekund for kontinuerlig å skanne borehullsideveggen ettersom TV ́en trekkes opp borehullet ved en hastighet som er typisk 4,76 mm til 9,53 mm per skanning. En stråle av akustiske impulser er sendt langs normalen til borehullsideveggen ettersom transduseren skanner den indre overflate av borehullet. Impulshastigheten avhenger av den ønskede spatiale oppløsning slik som 1500 impulser per sekund eller 128 til 256 impulser per skanning. Den isonifiserte (engelsk insonified) borehullsidevegg returnerer impulser reflektert derfra, tilbake til transduseren på en tid-multipleks basis. De reflekterte akustiske signaler er reflektert, amplifisert og fremvist for å tilveiebringe et kontinuerlig bilde av teksturen og strukturen til borehullsideveggen. Andre anvendelser innbefatter bestemmelse av godheten (kvaliteten) av en sementbinding til et stålfôringsrør så vel som overvåkning av integriteten til selve fôringsrøret. [0002] Typical acoustic logging tools may include, by way of example, a peripheral TV comprising a rotating ultrasonic acoustic transducer operating in a frequency range of the order of 100 kHz or more. Peripheral TV (English: circumferential televiewer) is an acoustic logging device with at least one transducer and which is able to scan the borehole wall circumferentially by sending out a high-frequency pulse that is reflected by the borehole wall back to a transducer (in the receiving state). The peripheral TV can produce peripheral images of the borehole wall. Higher acoustic frequencies are preferred to achieve better resolution in the limited space of a borehole. During operation, the TV rotates at a desired rate such as 5 to 16 rotations per second to continuously scan the borehole sidewall as the TV is pulled up the borehole at a rate typically 4.76 mm to 9.53 mm per scan. A beam of acoustic impulses is sent along the normal to the borehole sidewall as the transducer scans the inner surface of the borehole. The pulse rate depends on the desired spatial resolution such as 1500 pulses per second or 128 to 256 pulses per scan. The insonified borehole sidewall returns impulses reflected from there back to the transducer on a time-multiplexed basis. The reflected acoustic signals are reflected, amplified and displayed to provide a continuous image of the texture and structure of the borehole sidewall. Other applications include determining the goodness (quality) of a cement bond to a steel casing as well as monitoring the integrity of the casing itself.

[0003] Diameteren av en borehullogger er i størrelsesorden av 7,3 cm slik at den kan føres inn i relativt små borehull. Imidlertid er mange borehullsdiametre i størrelsesorden av 25,4-35,6 cm (10-14 tommer) eller mer slik at lengden av den akustiske impulsbane fra transduseren, gjennom borehullfluidet til borehullsideveggen, kan være opp til 25,4 cm. I det normale forløp av hendelser, er borehullfluidet forurenset av borkaks, luftbobler og ukjent materiale som kraftig demper den akustiske energi ved spredning fordi de fysiske dimensjoner av forurensningene er sammenlignbare med bølgelengden av bølgefeltene utstrålt av transduseren. [0003] The diameter of a borehole logger is of the order of 7.3 cm so that it can be inserted into relatively small boreholes. However, many borehole diameters are on the order of 25.4-35.6 cm (10-14 inches) or more so that the length of the acoustic impulse path from the transducer, through the borehole fluid to the borehole sidewall, can be up to 25.4 cm. In the normal course of events, the borehole fluid is contaminated by cuttings, air bubbles and unknown material that greatly attenuates the acoustic energy upon propagation because the physical dimensions of the contaminants are comparable to the wavelength of the wave fields radiated by the transducer.

[0004] Hva som er enda mer besværlig er imidlertid komplikasjonen av at den akustiske dempningskoeffisient i visse typer av borefluid slik som tungt vektede oljebasert slam er meget høy, i størrelsesorden på 5 d/B/cm. Siden de reflekterte akustiske signaler kan bevege seg ut over en toveis bevegelsesbane, bør den maksimale banelengde gjennom det høyt dempende borefluid normalt holdes godt under 4cm. Selv den korte banelengde kan resultere i en dempning på 20 dB. Selv om det er riktig at dempingskoeffisienten avtar ved minskende akustisk frekvens, tillater ikke rombetraktninger og oppløsningskrav bruken av store, lavfrekvenstransdusere. US patentnummer 5,541,889 tilhørende Priest den samme søker som den foreliggende oppfinnelse omtaler et apparat hvor TV-signaler fra en roterende akustisk sidevegg stråleskanner er forbedret ved å erstatte volmet av borehull borefluidet som ligger i banen til den akustiske stråle med et fast medium kjennetegnet ved en lavere dempningskoeffisient enn den til borefluidet. En slamavsperringsgitter-sammenstilling er benyttet for formålet. [0004] What is even more difficult, however, is the complication that the acoustic damping coefficient in certain types of drilling fluid such as heavily weighted oil-based mud is very high, in the order of 5 d/B/cm. Since the reflected acoustic signals can move out over a two-way movement path, the maximum path length through the highly attenuating drilling fluid should normally be kept well below 4cm. Even the short path length can result in an attenuation of 20 dB. Although it is true that the damping coefficient decreases at decreasing acoustic frequency, space considerations and resolution requirements do not permit the use of large, low-frequency transducers. US patent number 5,541,889 belonging to Priest, the same applicant as the present invention, describes an apparatus where television signals from a rotating acoustic sidewall beam scanner are improved by replacing the volume of borehole drilling fluid lying in the path of the acoustic beam with a solid medium characterized by a lower damping coefficient than that of the drilling fluid. A sludge barrier grid assembly is used for the purpose.

Avsperringsgittersammenstillingen innbefatter en fast skjerm av polymetylakrylat, polykarbonat, polymetylflouretylen, polyfenylsulfid eller polymetylpenten eller et hvert annet fast medium som har en akseptabel lav akustisk dempningskoeffisient. En tilført restriksjon av skjermen er at dens akustiske impedans skal stemme så nær som mulig med den akustiske impedans til fluidet på innsiden av innlukningen så vel som fluidet som bader/flyter på det utvendige av skjermen. The barrier grid assembly includes a fixed screen of polymethylacrylate, polycarbonate, polymethylfluorethylene, polyphenylsulfide or polymethylpentene or any other solid medium having an acceptably low acoustic attenuation coefficient. An added restriction of the screen is that its acoustic impedance should match as closely as possible the acoustic impedance of the fluid inside the enclosure as well as the fluid bathing/floating on the outside of the screen.

[0005] US7075215 B2 omtaler en akustisk sensor til bruk i et nedihulls måleverktøy. Den akustiske sensor innbefatter en piezoelektrisk transduser og en samsvarende lagsammenstilling som har minst et samsvarende lag og et barrierelag. I forskjellige eksemplifiserende utførelser innbefatter det i det minste ene samsvarende lag første og andre samsvarende lag dannet fra et glasskeramisk arbeidsstykke og barrierelaget innbefatter korrugert titan. [0005] US7075215 B2 discloses an acoustic sensor for use in a downhole measuring tool. The acoustic sensor includes a piezoelectric transducer and a matching layer assembly having at least one matching layer and a barrier layer. In various exemplifying embodiments, the at least one conforming layer includes first and second conforming layers formed from a glass ceramic workpiece and the barrier layer includes corrugated titanium.

Eksemplifiserende utførelser av oppfinnelsen kan fordelaktig motstå de ekstreme temperaturer, trykk og mekaniske støt som er hyppige i nedhullsmiljøer og således kan oppvise forbedret pålitelighet. En fremgangsmåte for fremstilling av en akustisk sensor er også tilveiebrakt. Exemplary embodiments of the invention can advantageously withstand the extreme temperatures, pressures and mechanical shocks that are frequent in downhole environments and thus can exhibit improved reliability. A method of manufacturing an acoustic sensor is also provided.

[0006] US 2006067162 A1 omtaler et akustisk borehulls loggingssystem for parametere i et brønnhullsmiljø. Fullstendig bølgeakustisk respons av en skanningstransduser benyttes for å måle parametere som indikerer tilstanden av et rør som fôrer brønnboringen, binding av røret til materialet som fyller et ringrom dannet av den utvendige overflate av røret og veggen av borehullet, fordelingen av materialet som fyller ringrommet og tykkelsen av røret. En referansetransduser benyttes til å korrigere målte parametere for variasjoner i akustisk impedans av fluid som fyller borehullet, og for systematiske variasjoner i samsvar med skanningstransduseren. Korrigeringer gjøres i sanntid. Nedihullsverktøypartiet til loggesystemet opereres vesentlig sentralisert i borehullet ved å benytte et sentreringsverktøy som kan justeres for drift i et spekter av borehullsstørrelser. [0006] US 2006067162 A1 mentions an acoustic borehole logging system for parameters in a wellbore environment. The full wave acoustic response of a scanning transducer is used to measure parameters indicating the condition of a pipe lining the wellbore, bonding of the pipe to the material filling an annulus formed by the outer surface of the pipe and the wall of the borehole, the distribution of the material filling the annulus and the thickness of the tube. A reference transducer is used to correct measured parameters for variations in acoustic impedance of fluid filling the borehole, and for systematic variations in accordance with the scanning transducer. Corrections are made in real time. The downhole tool part of the logging system is operated essentially centrally in the borehole by using a centering tool which can be adjusted for operation in a range of borehole sizes.

[0007] Det vil være ønskelig å ha et apparat og fremgangsmåte med en enklere konstruksjon som er i stand til å gjøre akustiske målinger av en borehullvegg når borehullet innbefatter et høyt dempende fluid. Den foreliggende oppfinnelse adresserer dette behov. [0007] It would be desirable to have an apparatus and method with a simpler construction that is capable of making acoustic measurements of a borehole wall when the borehole contains a highly attenuating fluid. The present invention addresses this need.

SAMMENFATNING AV DEN FORELIGGENDE OPPFINNELSE SUMMARY OF THE PRESENT INVENTION

[0008] Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås ved et apparat for å evaluere en undergrunn, apparatet omfatter: [0008] The aims of the present invention are achieved by an apparatus for evaluating a subsoil, the apparatus comprises:

en roterbar transdusersammenstilling; a rotatable transducer assembly;

en kompositt transduser på den roterbare transdusersammenstilling utformet for å spre et akustisk signal igjennom et akustisk transparent vindu inn i et borehull og motta en refleksjon fra en vegg av borehullet; og a composite transducer on the rotatable transducer assembly designed to propagate an acoustic signal through an acoustically transparent window into a borehole and receive a reflection from a wall of the borehole; and

minst en prosessor utformet for å bruke refleksjonen oppnådd ved et flertall av orienteringer av transduseren under rotasjon av transdusersammenstillingen for å tilveiebringe et bilde av undergrunnen, kjennetegnet ved at en avstand større enn null mellom kompositt transduseren og det akustiske transparente vinduet er valgt basert på minst en av: (i) å redusere en etterklangstid for en etterklang derimellom, og (ii) å forbedre akustisk kopling med det akustiske transparente vinduet. at least one processor configured to use the reflection obtained at a plurality of orientations of the transducer during rotation of the transducer assembly to provide an image of the subsurface, characterized in that a distance greater than zero between the composite transducer and the acoustically transparent window is selected based on at least one of: (i) reducing a reverberation time for an intervening reverberation, and (ii) improving acoustic coupling with the acoustically transparent window.

[0009] Foretrukne utførelsesformer av apparatet er utdypet i krav 2 til og med 7 og krav 17. [0009] Preferred embodiments of the device are detailed in claims 2 to 7 and claim 17.

[0010] Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås også ved en fremgangsmåte for å evaluere en undergrunn, fremgangsmåten omfatter: [0010] The objectives of the present invention are also achieved by a method for evaluating a subsoil, the method comprises:

å føre en roterbar transdusersammenstilling inn i et borehull; inserting a rotatable transducer assembly into a borehole;

å benytte en kompositt transduser på den roterbare transdusersammenstilling utformet for å spre et akustisk signal gjennom et akustisk transparent vindu inn i borehullet og motta en refleksjon fra en vegg av borehullet; og using a composite transducer on the rotatable transducer assembly designed to propagate an acoustic signal through an acoustically transparent window into the borehole and receive a reflection from a wall of the borehole; and

å benytte refleksjonen oppnådd ved et flertall av orienteringer av transduseren under rotasjon av transdusersammenstillingen for å tilveiebringe et bilde av undergrunnen; using the reflection obtained at a plurality of orientations of the transducer during rotation of the transducer assembly to provide an image of the subsurface;

kjennetegnet ved å velge en avstand større enn null mellom kompositt transduseren og det akustiske transparente vindu basert på i det minste en av: (i) å redusere en etterklangstid av en etterklang derimellom, og (ii) å forbedre akustisk kopling med det akustiske transparente vinduet. characterized by selecting a distance greater than zero between the composite transducer and the acoustically transparent window based on at least one of: (i) reducing a reverberation time of a reverberation therebetween, and (ii) improving acoustic coupling with the acoustically transparent window .

[0011] Foretrukne utførelsesformer av fremgangsmåten er utdypet i kravene 9 til og med 14. [0011] Preferred embodiments of the method are detailed in claims 9 to 14 inclusive.

[0012] Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås også ved et datamaskinlesbart medium-produkt med instruksjoner derpå som muliggjør at den minst ene prosessor utfører en fremgangsmåte, fremgangsmåten omfatter: [0012] The aims of the present invention are also achieved by a computer-readable medium product with instructions thereon which enable the at least one processor to carry out a method, the method comprising:

å produsere et bilde av en undergrunn ved å benytte et reflektert signal fra en borehullvegg som et resultat fra generering av et akustisk signal ved en kompositt transduser på en roterbar transdusersammenstilling i borehullet og overføring av det genererte akustiske signal igjennom et akustisk transparent vindu på transdusersammenstillingen inn i borehullet, kjennetegnet ved å velge en avstand større enn null mellom kompositt transduseren og det akustiske transparente vindu basert på i det minste en av: producing an image of a subsurface using a reflected signal from a borehole wall as a result of generating an acoustic signal by a composite transducer on a rotatable transducer assembly in the borehole and transmitting the generated acoustic signal through an acoustically transparent window on the transducer assembly into in the borehole, characterized by choosing a distance greater than zero between the composite transducer and the acoustically transparent window based on at least one of:

(i) å redusere en etterklangstid av en etterklang derimellom, og (ii) å forbedre akustisk kopling med det akustiske transparente vinduet. (i) to reduce a reverberation time of an intervening reverberation, and (ii) to improve acoustic coupling with the acoustically transparent window.

[0013] Foretrukne utførelsesformer av det datamaskinlesbare medium er videre utdypet i krav 16. [0013] Preferred embodiments of the computer-readable medium are further elaborated in claim 16.

[0014] Det er omtalt et apparat utformet for å evaluere en jordformasjon (undergrunn). Apparatet innbefatter en roterbar transdusersammenstilling, en kompositt transduser på den roterbare transdusersammenstilling utformet for å spre et akustisk signal gjennom et akustisk transparent vindu inn i et borehull og motta en refleksjon fra en vegg av borehullet, og minst en prosessor utformet for å bruke refleksjon oppnådd ved et flertall av orienteringer av transduseren under rotasjon av transdusersammenstillingen for å tilveiebringe et bilde av undergrunnen. [0014] An apparatus designed to evaluate a soil formation (subsoil) is described. The apparatus includes a rotatable transducer assembly, a composite transducer on the rotatable transducer assembly configured to propagate an acoustic signal through an acoustically transparent window into a borehole and receive a reflection from a wall of the borehole, and at least one processor configured to use reflection obtained by a plurality of orientations of the transducer during rotation of the transducer assembly to provide an image of the subsurface.

[0015] Det er videre omtalt en fremgangsmåte for å evaluere en undergrunn. [0015] A method for evaluating a subsoil is also described.

Fremgangsmåten innbefatter føring av en roterbar transdusersammenstilling inn i et borehull, å benytte en kompositt transduser på den roterbare transdusersammenstilling utformet for å utbre et akustisk signal gjennom et akustisk transparent vindu inn i borehullet og motta en refleksjon fra en vegg av borehullet, og å benytte refleksjon oppnådd ved et flertall av orienteringer av transduseren under rotasjon av transdusersammenstillingen for å tilveiebringe et bilde av jordformasjonen. The method includes guiding a rotatable transducer assembly into a borehole, using a composite transducer on the rotatable transducer assembly designed to propagate an acoustic signal through an acoustically transparent window into the borehole and receive a reflection from a wall of the borehole, and using reflection obtained by a plurality of orientations of the transducer during rotation of the transducer assembly to provide an image of the soil formation.

[0016] Det er også omtalt et datamaskinlesbart medium tilgjengelig for minst en prosessor, det datamaskinlesbare medium innbefatter instruksjoner som muliggjør den minst ene prosessor å benytte et reflektert signal fra en borehullvegg som kommer fra generering av et akustisk signal ved en kompositt transduser på en roterbar transdusersammenstilling i borehullet og overføring av det genererte akustiske signal gjennom et akustisk transparent vindu på transdusersammenstillingen inn i borehullet. [0016] There is also discussed a computer-readable medium accessible to at least one processor, the computer-readable medium includes instructions that enable the at least one processor to use a reflected signal from a borehole wall that comes from the generation of an acoustic signal by a composite transducer on a rotatable transducer assembly in the borehole and transmitting the generated acoustic signal through an acoustically transparent window on the transducer assembly into the borehole.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0017] Den foreliggende oppfinnelse forstås best ved referanse til de vedføyde tegninger i hvilke like nummer refererer til like elementer og i hvilke: [0017] The present invention is best understood by reference to the attached drawings in which like numbers refer to like elements and in which:

Figur 1 viser et avbildningsbrønnlogginstrument anbrakt i en brønnboring boret gjennom undergrunner. Figure 1 shows an imaging well log instrument placed in a wellbore drilled through subsurfaces.

figur 2A viser rotasjonssammenstillingen; Figure 2A shows the rotary assembly;

figur 2B viser transdusersammenstillingen; Figure 2B shows the transducer assembly;

figur 3A og 3B viser noen detaljer av transdusersammenstillingen; figur 4 viser posisjonen til transduseren; Figures 3A and 3B show some details of the transducer assembly; figure 4 shows the position of the transducer;

figur 5A, 5B og 5C illustrerer hvorledes kompositt transduseren i figur 4 kan være bygd; figures 5A, 5B and 5C illustrate how the composite transducer in figure 4 can be built;

figur 6 illustrerer et tverrsnitt av transdusersammenstillingen; og Figure 6 illustrates a cross-section of the transducer assembly; and

figur 7A og 7B illustrerer eksemplifiserende signaler for to forskjellige avstander av transduseren fra Teflonvinduet. Figures 7A and 7B illustrate exemplary signals for two different distances of the transducer from the Teflon window.

DETALJERT BESKRIVELSE AV ILLUSTRATIVE UTFØRELSER DETAILED DESCRIPTION OF ILLUSTRATIVE EMBODIMENTS

[0018] Med referanse til figur 1 er brønnloggeinstrument 10 vist senket inn i en brønnboring 2 som penetrerer undergrunner 13. Instrumentet 10 kan være senket inn i brønnboringen 2 og trukket ut derfra ved en armert elektrisk kabal 14. [0018] With reference to Figure 1, well logging instrument 10 is shown sunk into a wellbore 2 which penetrates underground 13. The instrument 10 can be sunk into the wellbore 2 and pulled out from there by an armored electric cable 14.

Kabelen 14 kan være spolet av en vinsj 17 eller liknende anordning kjent på fagområdet. Kabelen 14 er elektrisk forbundet til et overflateinnspillingssystem 8 av en type kjent på fagområdet som kan innbefatte en signaldekoding og tolkningsenhet 16 og en innspillingsenhet (opptaksenhet)12. Signaler overført av logginstrumentet 10 langs kabelen 14 kan være dekodet, tolket, spilt inn og behandlet av de respektive enheter i overflatesystemet 8. The cable 14 can be coiled by a winch 17 or similar device known in the field. The cable 14 is electrically connected to a surface recording system 8 of a type known in the art which may include a signal decoding and interpretation unit 16 and a recording unit (recording unit) 12. Signals transmitted by the logging instrument 10 along the cable 14 can be decoded, interpreted, recorded and processed by the respective units in the surface system 8.

[0019] Figur 2A viser spindelseksjon 201 til billedinstrumentet med et teflonvindu 203. Vist i figur 2B er den roterende plattform 205 med den ultrasoniske transdusersammenstillingen 209. Den roterende plattform er også anordnet med et magnetometer 211 for å ta målinger av orienteringen av plattformen og den ultrasoniske transduser. Plattformen er anordnet med spoler 207 som er sekundærspolene til en transformator som er benyttet for å kommunisere signaler fra transduseren og magnetometeret til den ikke-roterende del av verktøyet. Transduseren 209 er omtalt ytterligere nedenfor. [0019] Figure 2A shows the spindle section 201 of the imaging instrument with a Teflon window 203. Shown in Figure 2B is the rotating platform 205 with the ultrasonic transducer assembly 209. The rotating platform is also equipped with a magnetometer 211 to take measurements of the orientation of the platform and the ultrasonic transducers. The platform is provided with coils 207 which are the secondary coils of a transformer used to communicate signals from the transducer and magnetometer to the non-rotating part of the tool. The transducer 209 is discussed further below.

[0020] Figur 3A viser transdusersammenstillingen idet figur 3B viser noen detaljer av transdusersammenstillingen. Dette innbefatter den virkelige transduser 301, støtten 303 og et polymermateriale 305. Transduseren er montert i en messingramme indikert ved 307. [0020] Figure 3A shows the transducer assembly, while Figure 3B shows some details of the transducer assembly. This includes the actual transducer 301, the support 303 and a polymer material 305. The transducer is mounted in a brass frame indicated at 307.

[0021] Figur 4 viser en eksemplifiserende transduser. Transduseren er en kompositt-transduser som innbefatter et flertall av piezoelektriske transduser (PZT) stenger 401 satt i en polymermatriks 403. PZT-stengene kan være laget av keramikk med en høy kvalitetsfaktor (Q). Som omtalt av Fleury med flere: [0021] Figure 4 shows an exemplary transducer. The transducer is a composite transducer that includes a plurality of piezoelectric transducer (PZT) rods 401 set in a polymer matrix 403. The PZT rods may be made of ceramics with a high quality factor (Q). As discussed by Fleury and others:

Egenskapen av disse materialer impliserer et visst antall av spesifikke egenskaper som: - akustisk impedans: lokalisert mellom det ene av polymermaterialet og det ene av keramikkmaterialet. I praksis er den justert mellom 8 og 12 MRayliegh, som sørger for en god overføring av energi i et stort frekvensbånd når impedansen til koplingsmediummet er lav, som alltid er tilfellet for neddykkingstesting. The property of these materials implies a certain number of specific properties such as: - acoustic impedance: located between one of the polymer material and one of the ceramic material. In practice, it is adjusted between 8 and 12 MRayliegh, which ensures a good transfer of energy in a large frequency band when the impedance of the coupling medium is low, which is always the case for immersion testing.

● Koplingskoeffisient: dens høye verdi bidrar også til å øke energioverføring og til utvidning av båndbredden. Disse materialer takket være den doble effekt av en lav akustisk impedans og en høy koplingskoeffisient, muliggjør en ganske viktig forbedring av forholdet sensitivitet /båndvidde sammenliknet med ytelser til den tradisjonelle transduseren. ● Coupling coefficient: its high value also helps to increase energy transfer and to widen the bandwidth. These materials, thanks to the double effect of a low acoustic impedance and a high coupling coefficient, enable a rather important improvement of the ratio sensitivity / bandwidth compared to the performances of the traditional transducer.

● Elektrisk impedans: det veloverveide valg av bestanddelene og deres respektive proporsjoner tillater å justere den elektriske impedans og å bedre på denne måten sammenpasningen av transduseren til dens elektriske miljø. ● Electrical impedance: the judicious choice of the components and their respective proportions allows to adjust the electrical impedance and to improve in this way the matching of the transducer to its electrical environment.

● Utforming: det er forbundet til de termiske og mekaniske egenskaper av polymerfasen. ● Design: it is connected to the thermal and mechanical properties of the polymer phase.

● Laterale tilstander: de er strengt dempet med den type av materiale og tilhørende parasittiske virkninger er følgelig redusert. ● Lateral conditions: they are strictly damped with the type of material and associated parasitic effects are consequently reduced.

● Krysskopling: denne parameter er meget viktig for utformingen av multielementtransdusere. Anisotopien av disse materialer på de mekaniske, de elektriske og piezoelektriske aspekter tillater, takket være den enkle avsetning av elektroder som har den nødvendig geometri, å omgi de aktive soner som har en lav interaksjon med de tilstøtende soner. ● Cross-coupling: this parameter is very important for the design of multi-element transducers. The anisotopy of these materials on the mechanical, electrical and piezoelectric aspects allows, thanks to the simple deposition of electrodes having the necessary geometry, to surround the active zones that have a low interaction with the adjacent zones.

I sammenhengen med den foreliggende oppfinnelse muliggjør den sterke dempningen av de laterale tilstander og mangelen på krysskopling bruken av PZT-stenger som har en høyere Q enn med tidligere kjente transdusere. Som det vil være kjent for de som er kyndig på området, er bevegelsestidmålinger vanligvis basert på plukking av første ankomster, og dempningsestimater er basert på måling av frekvens spredning av signaler. Den høye Q PZT genererer mye større overføring og mottaksamplituder enn den lavere Q tidligere kjente transdusere. De høyere amplituder utvider operasjonsområdet for instrumentet i høyt dempende borehullfluider. In the context of the present invention, the strong damping of the lateral modes and the lack of cross-coupling enable the use of PZT rods which have a higher Q than with previously known transducers. As will be known to those skilled in the art, travel time measurements are typically based on picking first arrivals, and attenuation estimates are based on measuring the frequency spread of signals. The high Q PZT generates much larger transmit and receive amplitudes than the lower Q previously known transducers. The higher amplitudes extend the operating range of the instrument in highly attenuating borehole fluids.

[0022] Figur 5A-5C viser skjematisk hvorledes kompositt transduseren i figur 4 kan være konstruert. Figur 5A viser en massiv blokk av PZT som har blitt støpt for å fjerne partier av PZT`en idet den integrale struktur opprettholdes. De fjernede partier er innfylt med polymer (figur 5b). Til slutt er basen av PZT-strukturen fjernet, og etterlater et flertall av PZT-stenger i en polymermatriks (figur 5c). Det er mulig å ha stengene anordnet i enhver geometrisk utforming, selv om den enkle geometrien som er vist er den enkleste å fabrikkere. [0022] Figures 5A-5C show schematically how the composite transducer in Figure 4 can be constructed. Figure 5A shows a solid block of PZT that has been cast to remove portions of the PZT while maintaining the integral structure. The removed parts are filled with polymer (figure 5b). Finally, the base of the PZT structure is removed, leaving a majority of PZT rods in a polymer matrix (Figure 5c). It is possible to have the rods arranged in any geometric configuration, although the simple geometry shown is the easiest to fabricate.

[0023] Nå med å gå til figur 6 er et tverrsnitt av transdusersammenstillingen vist. Vist deri er teflonvinduet 601. En transduser er vist ved 607. Sammenstillingen kan innbefatte en annen transduser på den motsatte side (ikke vist). Frontpartiet av transduseren er i kontakt med et impedanstilpasningsmateriale 605 som er benyttet for å tilpasse impedansen av transduseren med den til olje i rommet 605 mellom transduseren og teflonvinduet. Det skal bemerkes at bruken av teflon ikke skal anses som en begrensning og ethvert annet materiale med den nødvendige abrasjonsmotstand og akustiske egenskaper kan være benyttet. [0023] Turning now to Figure 6, a cross-section of the transducer assembly is shown. Shown therein is the Teflon window 601. A transducer is shown at 607. The assembly may include another transducer on the opposite side (not shown). The front part of the transducer is in contact with an impedance matching material 605 which is used to match the impedance of the transducer with that of oil in the space 605 between the transducer and the Teflon window. It should be noted that the use of Teflon should not be considered a limitation and any other material with the necessary abrasion resistance and acoustic properties may be used.

[0024] Fremdeles med referanse i figur 6 innbefatter også transdusersammenstillingen et støttemateriale 609. I en utførelse er støttematerialet en 0-3 kompositt av Wolfram-partikler i høytemperaturgummi. I en annen utførelse kan flytende Viton, en syntetisk gummi være benyttet. Støttematerialet absorberer akustiske signaler som sprer seg fra transduseren bort fra brønnboringsveggen og reduserer refleksjoner fra grensesnittet mellom transduseren og støttematerialet. Også som vist i figur 6 er ledninger 611 fra transduseren som går til transformatorspoler 207. [0024] Still referring to Figure 6, the transducer assembly also includes a support material 609. In one embodiment, the support material is a 0-3 composite of tungsten particles in high temperature rubber. In another embodiment, liquid Viton, a synthetic rubber can be used. The support material absorbs acoustic signals that spread from the transducer away from the wellbore wall and reduces reflections from the interface between the transducer and the support material. Also as shown in Figure 6 are wires 611 from the transducer that go to transformer coils 207.

[0025] Et viktig aspekt med oppfinnelsen er reduksjonen av tilbakekastinger (etterklang) innen transdusersammenstillingen, spesielt mellom transduseren og teflonvinduet. Figur 7A viser et eksemplifiserende signal innspilt med en relativt lengre avstand mellom transduseren og vinduet. For denne spesielle avstand var gjenklangtiden omkring 75µs. Som et resultat av dette kan etterklanger fremdeles sees, som indikert ved 701. Signalet 703 er den ønskede refleksjon fra borehullveggen. Avstanden mellom transduseren og vinduet kan være reduserbar. En fordel med å ha den justerbare avstand er å redusere etterklangene. Vist i figur 7B er et signal registrert (innspilt) med en kort avstand (6,8 mm) mellom transduseren og vinduet. Etterklangstiden er redusert til 42µs. Følgelig, ved tidspunkt 705 svarende til 701 i figur 7A, har etterklangene avtatt betydelig i figur 7B sammenliknet med figur 7A. En annen fordel med å ha avstanden justerbar er å tilveiebringe forbedret akustiske overføringer. Spesielt ved å ha avstanden mest mulig lik med en kvart bølgelengde for å tilveiebringe forbedret energioverføring mellom oljen og hulrommet og teflonvinduet. Teflonvinduet har også en fordel i forhold til alternative utforminger hvor vinduet ikke er benyttet men den roterende transduser er eksponert for abrasive og høyt viskøse borehullfluider som kan hindre rotasjon av transduseren. [0025] An important aspect of the invention is the reduction of reflections (reverberation) within the transducer assembly, especially between the transducer and the Teflon window. Figure 7A shows an exemplary signal recorded with a relatively longer distance between the transducer and the window. For this particular distance, the reverberation time was around 75µs. As a result, reverberations can still be seen, as indicated at 701. The signal 703 is the desired reflection from the borehole wall. The distance between the transducer and the window can be reduced. An advantage of having the adjustable distance is to reduce the reverberations. Shown in Figure 7B, a signal is recorded (recorded) with a short distance (6.8 mm) between the transducer and the window. The reverberation time has been reduced to 42µs. Consequently, at time 705 corresponding to 701 in Figure 7A, the reverberations have decreased significantly in Figure 7B compared to Figure 7A. Another advantage of having the distance adjustable is to provide improved acoustic transmissions. In particular by having the distance as close as possible to a quarter of a wavelength to provide improved energy transfer between the oil and the cavity and the Teflon window. The Teflon window also has an advantage compared to alternative designs where the window is not used but the rotating transducer is exposed to abrasive and highly viscous borehole fluids which can prevent rotation of the transducer.

[0026] Når data er blitt ervervet, er standard prosesseringsfremgangsmåter benyttet for å tilveiebringe et bilde av borehullveggen. Dette bildet kan være basert på reflektansamplituden eller på bevegelsestiden. Se for eksempel US patentnummer 5,502,686 til Dory med flere, som har den samme søkeren som foreliggende oppfinnelse. [0026] Once data has been acquired, standard processing methods are used to provide an image of the borehole wall. This image can be based on the reflectance amplitude or on the movement time. See, for example, US patent number 5,502,686 to Dory et al., which has the same applicant as the present invention.

[0027] Prosesseringen av data kan gjøres av en brønnhullsprosessor og/eller en overflateprosessor for å gi korrekte målinger vesentlig i sann tid. Implisitt i styringen og produseringen av data er bruken av et dataprogram på et passende maskinlesbart medium som muliggjør at prosessoren utfører styringen og prosesseringen. Det maskinlesbare medium kan innbefatte ROM`er, EPROM`er, EEPROM`er, Flash hukommelser og optiske disker. Slike medier kan også benyttes for å lagre resultater av prosesseringen omtalt ovenfor. [0027] The processing of data can be done by a wellbore processor and/or a surface processor to provide correct measurements essentially in real time. Implicit in the management and production of data is the use of a computer program on a suitable machine-readable medium which enables the processor to carry out the management and processing. The machine-readable medium can include ROMs, EPROMs, EEPROMs, Flash memories and optical discs. Such media can also be used to store results of the processing discussed above.

Claims

PATENT CLAIMS

1. Apparatus designed to evaluate a subsurface (13), the apparatus comprising: a rotatable transducer assembly (209);

a composite transducer (301, 607) on the rotatable transducer assembly (209) designed to propagate an acoustic signal through an acoustically transparent window (601) into a borehole and receive a reflection from a wall of the borehole; and

at least one processor designed to use the reflection obtained at a plurality of orientations of the transducer (301, 607) during rotation of the transducer assembly (209) to provide an image of the subsurface (13),

characterized in that a distance greater than zero between the composite transducer (301, 607) and the acoustic transparent window (601) is selected based on at least one of: (i) reducing a reverberation time for a reverberation therebetween, and (ii) improving acoustic coupling with the acoustic transparent window (601).

2. Apparatus according to claim 1,

characterized in that the composite transducer further comprises piezoelectric transducer (PZT) rods (401) in a polymer matrix (403).

3. Apparatus according to claim 1,

characterized in that the rotatable transducer assembly (209) further comprises:

(i) a fluid in a cavity adjacent the acoustically transparent window (601), and

(ii) an impedance-matched material placed between the composite transducer and the fluid.

4. Apparatus according to claim 1,

characterized in that it further comprises a support material (609) on one side of the transducer (301, 607) opposite the acoustically transparent window (601) designed to absorb acoustic signals.

5. Apparatus according to claim 1,

characterized in that the image produced by the at least one processor is selected from: (i) a motion time image, and (ii) a reflected image.

6. Apparatus according to claim 1,

c a r a c t e r i s t h a t the rotatable transducer assembly (209) is part of a logging string led into the borehole on a wireline.

7. Apparatus according to claim 1,

c h a r a c t e r i s e r t h a t the PZT further comprises a ceramic with a high quality factor.

8. Procedure for evaluating a subsoil (13),

the procedure includes:

inserting a rotatable transducer assembly (209) into a borehole;

using a composite transducer (301, 607) on the rotatable transducer assembly (209) designed to propagate an acoustic signal through an acoustically transparent window (601) into the borehole and receive a reflection from a wall of the borehole; and

utilizing the reflection obtained at a plurality of orientations of the transducer (301, 607) during rotation of the transducer assembly (209) to provide an image of the subsurface (13);

characterized by selecting a distance greater than zero between the composite transducer (301, 607) and the acoustic transparent window (601) based on at least one of:

(i) reducing a reverberation time of a reverberation therebetween, and (ii) improving acoustic coupling with the acoustic transparent window (601).

9. Method according to claim 8,

characterized in that it further comprises using, as the composite transducer (301, 607), piezoelectric transducer (PZT) rods (401) in a polymer matrix.

10. Method according to claim 8,

c a r a c t e r i s e r t h a t it is further provided in the transducer assembly (209):

(i) a fluid in a cavity adjacent the acoustically transparent window (601), and (ii) an impedance-matched material placed between the composite transducer (301, 607) and the fluid.

11. Method according to claim 8,

characterized in that it further comprises providing a support material (609) on a side of the transducer (301, 607) opposite the acoustic transparent window (601) designed to absorb acoustic signals.

12. Method according to claim 8,

c h a r a c t e r i s e r t h a t the produced image is selected from: (i) a motion time image, and (ii) a reflection image.

13. Method according to claim 8,

c h a r a c t e r i s s e r t in that it further includes leading the rotatable transducer (209) into the borehole on a wire line.

14. Method according to claim 8,

characterized by the fact that it includes using a ceramic with a high quality factor for the composite transducer.

15. Computer readable medium product with instructions thereon enabling the at least one processor to perform a method, the method comprising: producing an image of a subsurface (13) using a reflected signal from a borehole wall as a result of generating an acoustic signal by a composite transducer (301, 607) on a rotatable transducer assembly (209) in the borehole and transmitting the generated acoustic signal through an acoustically transparent window (601) on the transducer assembly (209) into the borehole,

16. Computer readable medium according to claim 15,

characterized in that it further comprises at least one of: (i) a ROM, (ii) an EPROM, (iii) an EEPROM, (iv) a flash memory, and (v) an optical disk.

17. Apparatus according to claim 1 or method according to claim 8,

characterized in that the distance is about a quarter of a wavelength of a frequency to the transducer (301, 607).